Состав и свойства нефти как потенциальный фактор загрязнения геологической среды и методы его оценки (на примере прибрежной зоны севера Тимано-Печорской провинции)

Анализ факторов, связных с загрязнением геологической среды в результате аварийных ситуаций, показывает, что аварийность при добыче нефтяных углеводородов в основном связана с несовершенством технологии производства, плохим качеством или недопустимым износом оборудования, строительным браком, нарушениями технологии отдельных видов работ, коррозией металла (определяемой спецификой природных ландшафтов, где осуществляется добыча), механическими причинами (включая и природные катаклизмы) и другими факторами (Быков, 2000; Гусейнов, Тагиев, 2001; Экологическое состояние ..., 2007). Вследствие этого происходит разгерметизация скважин, разрушение внутрипромысловых и межпромысловых трубопроводов.

Общие потери нефтяных углеводородов при добыче и транспортировке нефти оцениваются от 3 до 10 % от годовой добычи. Средние размеры аварийных разливов оцениваются 0,5-2,0 га, в то время как площади катастрофических разливов составляют десятки квадратных километров, например площадь аварии Возей-Головные сооружения превышала 60 км² (Экологическое состояние ..., 2007). Сброс в окружающую среду огромных объемов нефтяных углеводородов и загрязнение почв, поверхностных, грунтовых и подземных вод приводят не только к экологическому неблагополучию на очень больших территориях суши, крупным экономическим потерям, но, вследствие высокой подвижности загрязняющих веществ (ЗВ), представляют серьезную угрозу для водных экосистем, включая Баренцевоморский бассейн.

В НАО только за 2012 год произошло несколько аварийных ситуаций, связанных с выбросом нефти и нефтесодержащей жидкости на Харьягинском месторождении и месторождении им. Романа Требса.

Чрезвычайно серьезной проблемой на промыслах является состояние почвенно-грунтовых и собственно подземных вод (включая питьевые). При фильтрации с поверхности земли всего лишь 1 м³ нефти потенциально возможная площадь загрязнения поверхностного слоя грунтовых вод составляет более 5 тыс. м². Участки загрязнения подземных вод, несмотря на то, что их площади превышают площади нефтезагрязненных земель на поверхности, выявляются значительно хуже.

Техногенные потоки, поступающие в геологическую среду при добыче нефти, многокомпонентны и содержат вещества, разнообразные по составу, физико-химическим свойствам, степени токсичности. Для нефти и нефтепродуктов - это метановые, нафтеновые, ароматические и др. группы углеводородов, асфальтосмолы, СО, H₂S, меркаптаны, Hg, As и др. (Пиковский, 1988, 1993; Мироненко, Петров, 1995; Губайдуллин, 2006). Поэтому при оценке потенциальной опасности того или иного загрязнителя для природной и как составляющей ее части геологической среды необходимо подробно изучить физико-химический состав загрязнителя для более полного понимания возможных последствий его аварийного попадания в среду. Ввиду того, что нефть Тимано-Печорской провинции характеризуется большим видовым разнообразием как в пределах нефтегазоносных областей, так и месторождений, необходимо ее детальное изучение и выявление имеющихся закономерностей, с целью увеличения эффективности проработки программ экологического мониторинга, а также для снижения рисков возникновения аварийных ситуаций с осложненными последствиями.

1.3 Исследование закономерностей регионального изменения свойств и состава нефти

В начале 90-х гг группой исследователей были выполнены работы по изучению свойств и особенностей состава нефти некоторых месторождений, относящихся к Варандей-Адзъвинской и Хорейверской НГО. Однако исследования, позволяющие полностью описать картину разнообразия нефти в данных областях, так и не были завершены.

Изучение нефти по физико-химическим характеристикам в пределах вала Сорокина показало, что плотность верхнепермской нефти в песчаниках Наульского и Лабоганского месторождений составляет 936-965 кг/м³, содержание смол - до 18,7 %, серы - до 2,9 %, парафина - 0,02-1 %, при этом наблюдалась закономерность уменьшения плотности нефти в северном направлении. При этом самая тяжелая нефть была приурочена к Лабоганскому месторождению. Также проведен анализ нефти пяти месторождений вала Сорокина, расположенной в базальном пласте чаркабожской свиты мезозойского триасового НГК. Плотность нефти составляла 902-953 кг/м³, смолистость от 6,13 до 17,88 %, сернистость от 1,56 до 2,73 %. Нефть в линзовидных пластах чаркабожской свиты на месторождениях северной части вала Сорокина имеет плотность 903-979 г/м³, их смолистость 9,29-12,06 %, сернистость 1,59-1,87 %, а содержание парафина близко к нулю. На Торавейском, Варандейском, Южно-Торавейском и Наульском месторождениях вала Сорокина нефть, залегающая в песчаниках в подошве Харалейской свиты, имеет плотность 961-994 кг/м³, смолистость 14-21 %, сернистость 2,09-3,64 % и парафинистость 0,1-0,78 %. Нефть, залегающая в песчаниках ангуранской свиты на Торавейском, Южно-Торавейском и Лабоганском месторождениях, тяжелая (до 998 кг/м³), смолистая (до 20 %), высокосернистая (2,6-3,7 %) (Щербаков, 1990).

В карбонатной толще вала Сорокина плотность нефти колеблется от 875,2 до 881,4 кг/м³. Отличительной ее чертой является высокое содержание твердых парафинов, достигающее 15,49 %, и связанная с этим высокая вязкость, изменяющаяся от 45,38 мкм²/с до полной потери текучести при 20 С. Количество бензиновых фракций (выкипающих до 200 С) в этой нефти составляет 10-17 %, смол - 9,22-10,76 %, асфальтенов - 6,79-8,80 %. Различия в физико-химических параметрах нефти в карбонатной и терригенно-карбонатной толщах, при ее генетическом единстве, вызваны, по мнению исследователей, либо менее благоприятными условиями сохранности нижней залежи, либо взаимодействием первоначально сходной нефти с различными по литологии породами-коллекторами (Юрьева и др., 1990).

В восточной прибортовой зоне Хорейверской впадины (месторождения им. А. Титова и им. Р. Требса) нефть имеет плотность 816,9-841,0 кг/м³, небольшую вязкость в нормальных условиях - 6,45-6,16 мкм²/с, содержит от 18,5 до 28 % бензиновых фракций, небольшое количество смол (2,95-5,40 %) и парафинов (2,0-5,8 %). Подобными свойствами обладает нефть Наульского месторождения, расположенного в северной части вала Сорокина. Для нефти всех описанных месторождений характерна очень низкая концентрация серы, не превышающая 0,5 %, что свидетельствует о том, что она не подвергалась процессам гипергенеза, что также подтверждается результатами исследования ее индивидуального углеводородного состава.

Данные изучения индивидуального углеводородного состава бензинов и нефти месторождений восточного борта Хорейверской впадины и северной части вала Сорокина свидетельствуют об их генетическом единстве и высокой степени преобразованности. Существенное различие в физико-химических параметрах нефти отдельных месторождений связано с плохими условиями сохранности залежей, что привело их к частичному расформированию и перетоку основной массы нефти в вышележащие отложения. Проведенные исследования показали, что нефть восточного борта Хорейверской впадины, северной части вала Сорокина и Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны образована из одной нефтематеринской толщи, находящейся внутри ордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса (Юрьева и др., 1990).

Также были рассмотрены основные геохимические типы нефти на севере Тимано-Печорского бассейна, области их распространения и основные этапы предшествующей эволюции и сделаны выводы о закономерности размещения скоплений и специфике состава углеводородов в залежах отдельных тектонических регионов (Кирюхина и др., 1990). Анализ особенностей углеводородного состава нефти и закономерностей ее размещения на севере Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна показал, что нефть отдельных геохимических подтипов пространственно приурочена к определенным стратиграфическим горизонтам или нефтегазоносным комплексам. Было установлено, что размещение нефти со специфическими индивидуальными признаками внутри вмещающих отложений носит региональный, зональный или локальный характер. Нефть отдельных геохимических подтипов, не свойственных вмещающим отложениям, встречается, как правило, в перекрывающих комплексах и горизонтах, что явилось следствием их вертикальной миграции снизу вверх по зонам тектонических нарушений. Проникновение же нефти в вышезалегающие отложения наиболее активно происходит в пределах тектонических областей, претерпевших этапы крупных перестроек структурного плана.

Кроме того, было проведено сравнительное изучение качественных и количественных характеристик нефти в связи с геологическими условиями их залегания (Андреев, 1990) для выявления ее генетических и геохимических типов.

Более поздние исследования свойств и состава нефти севера ТПП (Иванов, 2004) включали в себя анализ по четырем направлениям, охватывающим большинство месторождений рассматриваемой территории c северо-запада на юго-восток:

- вдоль Колвинского мегавала;

- по валу Сорокина;

- по Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне;

- в субширотном направлении месторождения Колвинского мегавала, Хорейверской впадины и Варандей-Адзъвинской структурной зоны с юго-запада на северо-восток, от Северо-Харьягинского до Северо-Сарембойского, включая месторождения Центральной Хорейверской впадины.

При анализе рассматривались такие характеристики нефти как вязкость, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, содержание сероводорода в растворенном газе нефти, температура застывания. В случае многопластовых месторождений с залежами, приуроченными к различным отложениям, использовались характеристики нефти залежи (залежей) содержащих основной объем промышленных запасов.

В результате были выявлены резкие различия по содержанию парафина в нефти нижнепермских и девонских залежей (рис. 1.5) в пределах Колвинского мегавала. Последние отличались гораздо более высоким содержанием парафина: 16,9-26,8 % (Инзырейское и месторождение им. Ю. Россихина) против 3,2 % в среднем по нижнепермским залежам. Аналогичная зависимость установлена для соотношения парафин-вязкость и парафин-температура застывания.

Выявлена обратная зависимость по содержанию серы. Нефть пермского возраста характеризуется более высоким ее содержанием: 0,31-0,78 % (месторождения Сарутаюское и Южно-Хыльчуюское соответственно) по сравнению с девонской: 0,18-0,22 % (месторождения Инзырейское и Восточно-Харьягинское соответственно). В целом же нефть данной площади характеризуется преимущественно как малосернистая. (Иванов, 2004)

Рисунок 1.5 - Изменение свойств нефти вдоль Колвинского мегавала (Иванов, 2004)

На территории вала Сорокина в отношении парафина наблюдается та же тенденция (рис. 1.6): 1,3% в среднем по нижнепермским залежам (цепочка месторождений от Варандейского до Лабоганского) и 7,4 % - среднее значение по залежам нижнего и верхнего девона (месторождения Седъягинское, Осовейское, Хосолтинское).

Хорошо прослеживается аналогичная первому направлению закономерность содержания серы: небольшие значения в нефти пермских залежей - в среднем 2,12 % и 0,86 % - девонских.

В пределах Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны основные промышленные запасы нефти сосредоточены в залежах нижнего девона. На данном участке наблюдается постепенное увеличение содержания серы (рис. 1.7), а также смол и асфальтенов в направлении с севера на юг.

Рисунок 1.6 - Изменение свойств нефти по валу Сорокина (Иванов, 2004)

Рисунок 1.7 - Изменение свойств нефти по Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне (Иванов, 2004)

Содержание серы увеличивается от 0,48 % (Медынское м-е) до 0,95 % (Северо-Сарембойское м-е). Содержание смол и асфальтенов возрастает с 5,3 % (Медынское м-е) до 13,9 % (Западно-Лейкъягинское м-е). Исключение составляет лишь массовая доля парафина, содержание которого изменяется хаотически в пределах от 6 % (Медынское м-е) до 14,2 % (Мядсейское м-е).

Четвертое направление включало в себя несколько тектонических элементов: Колвинский мегавал, Хорейверскую впадину и Варандей-Адзъвинскую структурную зону (рис.1.8). Основные промышленные запасы нефти на рассматриваемых здесь месторождениях сосредоточены в верхнедевонских залежах.

По группе месторождений Центрально-Хорейверской впадины нефти характеризуются высоким содержанием серы, смол и парафина. Максимальное значение содержания серы отмечено на Западно-Хоседаюском месторождении - 3,1 %, на нем же нефть обладает наибольшей вязкостью 92,7 мм²/с, суммарное содержание смол и асфальтенов также максимальное - 24,3 %.

Ряд авторов (Губайдуллин, Иванов, 2004) особое внимание уделяют присутствию сероводорода в нефти, нефтяном газе и подтоварной воде, делая акцент на том, что присутствие данного компонента интенсифицирует коррозионные процессы в трубопроводах и технологическом оборудовании и ухудшает экологические условия для работающих и природной среды.

Рисунок 1.8 - Изменение свойств и состава нефти в субширотном направлении - от Северо-Харьягинского до Северо-Сарембойского (Иванов, 2004)

Анализ проведенных ранее исследований показал, что для нефтяных месторождений севера Тимано-Печорской провинции характерна значительная дифференциация состава и физико-химических свойств нефти. Причин разнообразия первоначальных типов нефти несколько - это и наличие разнофациальных толщ в палеозойских отложениях, содержащих специфические формы органического вещества, и сложная геологическая история развития региона, определяемая в значительной мере тектоническим режимом территории (Губайдуллин, 2006), процессы миграции нефти и ее микробиальное окисление (Андреев, 1990).

1.4 Состав и свойства нефти месторождений прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря

Физико-химический анализ сырой и товарной (подготовленной) нефти восьми наиболее крупных месторождений (рис. 1.9) прибрежной зоны Баренцева моря (Южно-Хыльчуюское, месторождение имени Р. Требса, Варандейское, Торавейское, Тобойское, Мядсейское и Перевозное), выполненный автором, позволил сделать следующие выводы: по содержанию легкой фракции из рассматриваемых месторождений наиболее высокими значениями отличается им. Романа Требса (30 %), а наиболее низким - Перевозное (8,4 %); повышенным содержанием серы, относительно месторождений им. Романа Требса (0,25 %) и Тобойского (0,26 %), отличается Варандейское (2,5 %). По концентрации такого токсического компонента как сероводород рассматриваемый регион характеризуется достаточно широким диапазоном значений от отсутствия на месторождениях им. Р. Требса, Тобойском до 55 млн^-1 на Мядсейском и Торавейском (Губайдуллин, Дронг, 2013).

Физические свойства нефти в пределах рассматриваемой площади также имеют существенные различия, относясь к классам легких, средних и тяжелых. Их плотность варьируется преимущественно в диапазонах от 816,0 до 849,0 кг/м³ и от 895,0 до 917,0 кг/м³ (Губайдуллин, Дронг, 2012).



Рисунок 1.9 - Месторождения прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря

Говоря об изменениях состава и физико-химических свойств нефти (прежде всего плотности) следует отметить, что эти изменения могут быть обусловлены такими явлениями как окисление, выветривание, испарение, фильтрация, осерение и др. Еще И. М. Губкин совершенно справедливо указывал, что различия свойств нефти могут объясняться и первичными причинами, зависящими от состава исходного органического вещества, геохимической обстановки образования нефти и литологических особенностей нефтематеринских пород (Бакиров, 1982). Поэтому дальнейшее изучение особенностей свойств и состава нефти рассматриваемого в работе региона будет включать в себя более детальное изучение месторождений в целом.

Подводя итог первой главы необходимо отметить, что для рассматриваемой территории характерна совокупность таких факторов как: сложное геологическое строение территории, суровые климатические условия, наличие ММП, непосредственная близость береговой линии Баренцева моря, большое видовое разнообразие нефти, недостаточная эколого-геохимическая изученность региона и крайне низкая самовосстановительная способность природных комплексов. Все это обуславливает необходимость комплексного изучения региона для обеспечения безопасного с экологической точки зрения освоения его ресурсов и повышения эффективности проведения экологического контроля и мониторинга.

Глава 2. Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений прибрежной зоны

Изучение свойств и состава нефти, как сложной природной подвижной смеси, невозможно без комплексного изучения ее происхождения, условий миграции и залегания флюида т.д. И как совершенно справедливо отмечал И.М. Губкин (1937), что «верная разгадка происхождения нефти в природе имеет для нас не только научно-теоретических интерес, но и первостепенное практическое значение. Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление … в каких местах нам искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку». Эти слова и в настоящее время не потеряли своей актуальности. Они очень точно определяют необходимость комплексного подхода в изучении любого процесса с целью эффективного и научно-обоснованного его применения. Поэтому изучение свойств и состава нефти для последующей ее экологической оценки необходимо начать с характеристики месторождений и особенностей состава и свойств пластовых флюидов. Рассмотрим три наиболее представительные месторождения, расположенные в прибрежной зоне исследуемого региона.

2.1 Варандейское нефтяное месторождение

Варандейское нефтяное месторождение расположено на территории НАО Архангельской области, в северо-восточной части Большеземельской тундры в непосредственной близости от береговой линии Баренцева моря (рис. 2.1). Оно приурочено к местности, рельеф которой представляет собой слабо всхолмленную пологоволнистую аккумулятивную равнину с перепадами высот от 0 до 12 м и региональным наклоном рельефа на северо-запад к морю. Значительная часть площади месторождения находится в приливной зоне, где абсолютные отметки не превышают 5 м. Равнина сильно заболочена и покрыта густой сетью рек (Большой и Малый Торавей, Песчанка), ручьев и озер (Песчанка, Ябтаркато, Ябтото). Болота труднопроходимые, глубиной 1,0-1,5 м, полностью промерзают в зимнее время. Вода в них также солёная морская, т.к. во время штормовых ветров с моря северная прибрежная часть территории заливается водой в глубь материка на 10-15 км (Крайнева, Губайдуллин, 2013).

Рисунок 2.1 - Обзорная карта расположения Варандейского месторождения

Здесь на всех геоморфологических уровнях имеют широкое распространение ММП. При этом толщина их колеблется в пределах 50-250 м с глубиной до верхней её границы 0,5-1,5 м. Территория в районе Варандейского месторождения не входит в зоны действующих и перспективных заповедных территорий и ограниченной хозяйственной деятельности.

Месторождение расположено в пределах Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области ТПНГП. В тектоническом отношении исследуемый район находится в северной части вала Сорокина, который является западным ограничением крупнейшего надпорядкового элемента Печорской синеклизы - Варандей-Адзьвинской структурной зоны.

2.1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

Варандейское месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1999 году. В настоящее время на месторождении пробурено 43 скважины, в том числе 31 скважина на триасовые отложения и 24 скважины на нижнепермскую залежь.

Пробуренными скважинами осадочный разрез вскрыт до глубины 4561 м до девонских отложений. Палеозойскую группу представляют силурийская, девонская, каменноугольная и пермская системы. Отложения нижнего отдела пермской системы залегают трансгрессивно со стратиграфическим перерывом на размытой поверхности московского яруса нижнего карбона. Отдел представлен, преимущественно, карбонатными отложениями в нижней части и терригенными - в верхней части разреза. В составе нижнепермских отложений по многочисленным органическим остаткам определены нерасчлененные ассельский+сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Кровля карбонатных отложений нижней перми представляет собой надежный региональный репер, в связи с чем связанный с ней отражающий горизонт Iar является основным опорным горизонтом в районе.

На месторождении открыто всего четыре нефтяные залежи: основная - в карбонатных отложениях нижней перми (Р₁) и три залежи в терригенных отложениях нижнего триаса - пласты харалейской свиты (Т₁₊₂), чаркабожской свиты (T₁^IV, Т₁^III, Т₁^II) и чаркабожской свиты (Т₁¹).

Геологический разрез продуктивных толщ по линии скважин № 2, 5, 10, 13, 108 и 112 изображен на рисунке 2.2, а некоторые геолого-физические характеристики продуктивных пластов и физико-химические параметры пластовой продукции приведены в таблице 2.1.

Залежь нефти «Р₁» открыта в 1976 году. Нефтяная залежь, установленная в нижнепермских отложениях, массивная, сводовая. Глубина залегания залежи в своде на абсолютной отметке минус 1625 м.

Рисунок 2.2 - Геологический разрез продуктивных толщ Варандейского месторождения

Продуктивные нижнепермские отложения хорошо коррелируются и имеют трехчленное строение: три пачки, различающиеся по литологическому составу и фильтрационно-емкостными свойствами. Представлены органогенными, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными известняками.

Выполненные автором лабораторные исследования свойств и состава нефти позволяют дать расширенную характеристику углеводородного сырья по каждому продуктивному пласту месторождения. Исследования нефти проводились по методам, регламентированным ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия».

Нефть нижнепермской залежи относится к тяжелой (плотность при 20 єС составляет 901,0 кг/м³), с повышенной вязкостью (до 60 мм²/с), смолистой (до 9,1 %), малопарафинистой (до 1,3 %) и высокосернистой (свыше 2 %).

Таблица 2.1 - Некоторые геолого-физические характеристики продуктивных пластов Варандейского месторождения (Крайнева, Губайдуллин, 2014)

Параметры	Ед. изм.	Нижняя пермь	Триасовые отложения
		Р1	Т1I	Т1II	Т1III	Т1IV	Т1+2
Средняя глубина залегания	м	1650	1540	1550	1430	1325	1330
Тип залежи		массивно-пластовая	пластовые сводовые литологически экранированные	пластовая сводовая
Тип коллектора		карбонатный, трещиновато-поровый	терригенный поровый
Плотность нефти в пластовых условиях	кг/м3	864,9	850	863	863	880	904
Плотность нефти в поверхностных условиях	кг/м3	901	910	934	909	906,5	987
Содержание серы в нефти	%	2,16	1,78	2,16	2,15	1,93	2,70
Содержание парафина в нефти	%	0,9	0,72	1,07	1,33	0,41	0,93
Содержание сероводорода	%	0,240	отсутствует

Залежь нефти «Т₁^I» приурочена к песчаному пласту чаркабожской свиты, залегающему в подошве нижнетриасовых отложений, и относится к типу пластовых, сводовых, частично литологически ограниченных. Нефть залежи T₁^I является тяжелой, ее плотность в стандартных условиях изменяется в пределах от 900,3 кг/м³ до 941,4 кг/м³.

Залежь нефти «Т₁^III» приурочена к пачке пластов песчаников чаркабожской свиты, неоднородных как по площади, так и по разрезу. Нефть высоковязкая, смолистая: содержание смол 6,99-22,5 %, асфальтенов - 9,91 %; малопарафинистая: среднее содержание парафинов 1,3 %, при диапазоне значений от 0,05 до 5,58 %; высокосернистая: содержание серы колеблется в пределах 1,71-3,27 % при среднем значении 2,2 %.

Залежь нефти «Т₁^IV» приурочена к пласту чаркабожской свиты, залегающему в отложениях нижнего триаса. Пласт не выдержан как по площади, так и по разрезу и представлен чередованием песчаников, алевролитов, глинистых алевролитов и глин. Продуктивный пласт Т₁^IV имеет ограниченное распространение и с северо-востока на юго-запад сначала замещается, а затем полностью выклинивается.

Нефть тяжелая, средняя плотность в стандартных условиях составляет 906,5 кг/м³; высоковязкая, при 20 ^оС не течет; смолистая: содержание смол 6,18-8,27 %, принятое значение - 6,18 %; асфальтенов - 5,82 %; высокосернистая: содержание серы - 1,93 %.

Залежь нефти «T₁₊₂» приурочена к пласту песчаников харалейской свиты нижнего триаса. Пласт Т₁₊₂ имеет хорошие корреляционные характеристики и в пределах месторождения развит повсеместно.

Нефть тяжелая, плотность в стандартных условиях изменяется от 985,3 кг/м³ до 997 кг/м³; высоковязкая, высокосмолистая: содержание смол 10,4-27,2 %, среднее значение - 16,74 %, асфальтенов - 9,59 %; малопарафинистая: среднее содержание парафинов 0,9 %, при диапазоне значений от 0,13 до 2,38 %; высокосернистая: содержание серы колеблется в пределах 2,19-2,96 %, при среднем значении 2,7 %.

Нефь триасовых отложений содержит значительные количества ванадия, железа и никеля, концентрации которых подчиняются следующей закономерности Fe> V> Ni. Преобладание железа типично для триасовой нефти. Высокое содержание металлов, с одной стороны, создает проблемы при переработке нефти, так как ухудшает действие катализаторов. С другой стороны, некондиционные (непромышленные) содержания металлов не позволяют рассматривать нефти месторождения в качестве сырья для их извлечения (Крайнева, Губайдуллин, 2013).

2.1.2 Анализ изменения состава и физико-химических свойств глубинных и устьевых проб нефти

С 1975 года, когда скважиной № 1 Варандейской (интервал перфорации 1670-1695 м) было открыто Варандейское месторождение и выявлена залежь нефти в отложениях нижнепермского возраста, и вплоть до окончания поисково-разведочного бурения была пробурена 21 скважина. В 1979 году впервые запасы нефти в карбонатах нижней перми были утверждены в ГКЗ.

В 1999 году Варандейское месторождение введено в пробную эксплуатацию на нижнепермскую залежь, а с апреля 2000 года нижнепермская нефтяная залежь введена в эксплуатационное бурение.

В 2005 году после получения новых данных сейсморазведочных исследований 3D и результатов эксплуатации новых добывающих скважин: №№ 1001, 1002, 1003, 1004, 1005, 1006 и 1007, а также с учетом опыта пробной эксплуатации разведочных скважин, был произведен пересчет запасов нефти в отложениях нижней перми.

На основании данных бурения новых эксплуатационных скважин и оценочной скважины № 11, а также результатов обработки и интерпретации полевых материалов сейсморазведочных работ 3D, в 2006 году было уточнено геологическое строение и осуществлен пересчет запасов нефти нижнепермской залежи Варандейского месторождения.

В период 2007-2008 гг пробурено 12 скважин (две наблюдательные, пять водозаборных и шесть поглощающих), не вскрывших нефтеносные пермские и триасовые отложения. Всего на Варандейском месторождении было пробурено 43 скважины, в том числе на 31 скважина на триасовые отложения, на нижнепермскую залежь 24 скважины.

Таким образом, имеются комплексные данные, характеризующие свойства и состав нефти за период поисково-разведочного бурения до 1999 года и за период до 2007 года, на основании которых были утверждены запасы в ГКЗ Роснедра РФ.

Результаты анализа глубинных проб нефти, отобранных в период поисково-разведочного бурения до 1999 года, приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Физико-химические свойства сырой нефти залежей месторождения (данные заимствованы из Проекта «Северные ворота»)

Залежь	№ скв.	Глубина перфорации, м	Плотность, кг/м3	Вязкость, мм2/с	Смолы, %	Асфальтены, %	Парафины, %	Сера, %	Легкие фракции, %
			20?С	20?С					200?С
P1 ar/s	1	1743	903,6	49,1	9,07	3,27	1,30	1,93	23
P1 ar/s	4	1673	907,4	59,6	7,65	4,94	1,14	1,56	17
P1 ar/s	8	1668	909,3	29,0	8,20	5,09		2,09	17
P1 ar/s	10	1675	872,2	21,7	6,80	5,52	0,78	2,05	19
P1 ar/s	3	1670	896,3	28,9	7,14	5,09	1,78	1,85	15
Ср. по залежи P1 ar/s	901,0	37,7	7,77	4,78	1,25	1,90	18
Т1I	101	1558	900,3	35,7	5,13	5,84	0,59	1,26	12
Т1I	108	1540	941,4	492,7	10,91	9,45	1,80	2,53	2
Т1I	110	1544	907,5	46,6	9,18	4,98	0,70	2,68	10
Т1I	110	1614	903,5	41,5	8,43	4,97	0,62	2,77	18
Т1I	111	1570	908,7	82,7	6,35	5,36	0,87	1,26	6
Т1I	111	1630	904,4	61,7	7,71	4,63	0,85	2,48	8
Ср. по залежи Т1I	911,0	126,8	7,95	5,87	0,91	2,16	9
Т1II	ср.	1600	934,0	-	13,46	5,79	1,07	2,16	-
Т1III	ср.	1480	909	-	11,29	9,91	1,33	2,15	-
Т1IV	ср.	1340	906,5	не течет	6,18	5,82	0,41	1,93	-
Т1+2	ср.	1390	987,0	-	16,74	9,59	0,93	2,70	-

При анализе физико-химических характеристик нефти месторождения по всему разрезу продуктивных пластов, проведенных автором, выявлены некоторые закономерности изменения ее состава и свойств как в зависимости от глубины залегания, так и от количества содержащихся в них компонентов.

С уменьшением глубины залегания плотность нефти в целом по месторождению увеличивается (рис. 2.3 а). Например, на глубинах 1743-1631 м, приуроченных к артинскому и сакмарскому ярусам пермской системы, средняя плотность образцов установлено 897,8 кг/м³, а уже в триасовых отложениях на глубине 1500 м средняя плотность нефти составляет 910,0 кг/м³. С увеличением глубины уменьшается содержание микроэлементов. Так, для нефти, приуроченной к тем же пермским отложениям, среднее значение серы по массовой доле составляет 1,9%, а в триасовых отложениях - 2,16 % (рис. 3 б). Содержание твердого парафина с увеличением глубины залегания нефти также возрастает, так в пермских отложениях оно составляет 1,25 %, а в триасовых - 0,91 %.

Суммируя выявленные закономерности, можно сделать вывод о том, что нефть, залегающая на меньших глубинах и не подвергшаяся стадиям активного катагенеза, является более тяжелой с повышенным содержанием серы. С увеличением глубины и переходом отложений в иные термодинамические условия происходит накопление жидких и газообразных углеводородов и плотность нефти уменьшается. Кроме того, происходит потеря гетероэлементов (в том числе серы) и уменьшается количество смолисто-асфальтеновых веществ (Бакиров, 1982).

Исходя из геолого-физической характеристики месторождения, а также на основании анализа физико-химических показателей образцов нефти, отобранных на разных глубинах и в различных продуктивных залежах, можно сделать вывод, что свойства нефти Варандейского месторождения изменяются в достаточно широком диапазоне (Крайнева, Губайдуллин, 2013). Так, например, вязкость в продуктивном пласте T₁^I, вскрытом в интервале от 1532 до 1630 м варьирует в пределах от 35,7 мм²/с до 492,7 мм²/с, а разница в плотности нефти в рассматриваемом диапазоне по некоторым образцам превышает 40 кг/м³, изменяясь в пределах от 900,3 до 941,4 кг/м³. Содержание серы, смол, асфальтенов и легких фракций, выкипающих до 200 °С, также изменяется в широком диапазоне.

На основании данных по исследованию физико-химических характеристик глубинных и устьевых проб нефти, отобранных на новых эксплуатационных скважинах № 1002 и № 1007 и оценочной скважине № 11, пробуренных в период с 2000 по 2006 гг, получены несколько отличные зависимости.

а)

б)

Рисунок 2.3 - Графики зависимости некоторых физико-химических параметров нефти Варандейского месторождения

В результате анализа восьми проб нефти, отобранных на оценочной скважине 11, за период с 2004 по 2012 гг просматривается следующая тенденция (рис. 2.4) изменения физических свойств.

Рисунок 2.4 - Динамика изменения плотности и вязкости нефти в зависимости от продолжительности эксплуатации скважины № 11

С увеличением срока эксплуатации скважины плотность нефти увеличивается. Вместе с этим наблюдается некоторая зависимость (рис. 2.5) изменения вязкости нефти одновременно с изменением ее плотности.

Рисунок 2.5 - Зависимость изменения вязкости нефти от ее плотности

По результатам анализа компонентного состава, графически представленного на рисунке 2.6, также отмечается непостоянство характеристик, однако, незначительная тенденция к увеличению характерна только по содержанию серы. Визуально наблюдается некоторая синхронность изменения содержания в образцах нефти смол и парафина.

Рисунок 2.6 - Динамика изменения химического состава нефти в процессе эксплуатации скважины № 11

Характер изменения физико-химических характеристик нефти, добываемой со скважин № 3 и № 1002, в процессе разработки залежи представлен на рисунках 2.7 и 2.8. По плотности, так же как и в предыдущем случае, наблюдается тенденция к увеличению показателя со временем эксплуатации скважин, содержание серы сохраняет незначительную динамику в сторону увеличения показателя.

Выполненный автором анализ изменения свойств нефти в зависимости от глубины залегания на примере добывающей скважины № 1007, с увеличением глубины залегания наблюдается постепенное уменьшение плотности нефти с 996,3 кг/м³ в интервале перфорации 1338-1347 м до 906,1 кг/м³ на глубине 1611-1625 м (рис. 2.9 а). Содержание смолисто- асфальтеновых веществ и, соответственно, гетероэлементов (в том числе серы) также показало тенденцию к постепенному снижению (рис. 2.9 б): асфальтены с 9,7 % до 4,5 %; смолы с 22,5 до 12,4 %. Содержание парафинов, напротив, имеет положительную динамику: с увеличением глубины их содержание меняется с 0,38 до 1,17 %. И, как уже отмечалось ранее, это свидетельствует о нахождении более глубоко залегающих продуктивных пластов в иных термодинамических условиях, что характерно для стадии катагенеза.

а)

б)

Рисунок 2.7 - Изменение состава и физико-химических свойств нефти из скважины № 3 в период с 2000 по 2012 гг.: а) плотность и вязкость; б) содержание серы, смол, парафинов и асфальтенов.

а)

б)

Рисунок 2.8 - Изменение физико-химических характеристик нефти из скважины № 1002 в период с 2004 по 2010 гг: а) плотность и вязкость; б) содержание серы, смол, парафинов и асфальтенов.

На основании проведенного анализа физико-химических показателей устьевых и глубинных проб нефти можно сделать вывод, что нефть Варандейского месторождения в виду особенностей геологического строения, характера залегания УВ и ряда других влияющих факторов (Гаврилов, 2007) изменяется в достаточно широком диапазоне, как по свойствам, так и по химическому составу (Крайнева, 2013). Это подтверждает аналогичные закономерности, выявленные ранее для месторождений других регионов (Бакиров, 1982).

а)

б)

Рисунок 2.9 - Изменение физико-химических характеристик нефти из скважины № 1007 по глубине залегания: а) плотность и вязкость; б) содержание серы, смол, парафинов и асфальтенов.

2.2 Торавейское нефтяное месторождение

Торавейское нефтяное месторождение расположено в 5 км юго-восточнее Варандейского также в непосредственной близости от береговой линии Баренцева моря и для него характерны те же географические и гидрографические условия (рис. 2.10).

В нефтегазоносном отношении Торавейское месторождение, также как и Варандейское, расположено в пределах вала Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области, которая входит в состав Тимано-Печорской провинции.

Торавейская структура была выявлена в 1971 г, месторождение открыто в 1977 г, введено в разработку в 1999 г. Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях нижней перми и терригенных отложениях триаса. По величине начальных запасов нефти месторождение относится к категории средних, по геологическому строению - к категории сложных.

Рисунок 2.10 - Обзорная схема расположения Торавейского месторождения

2.2.1 Исходные данные о месторождении

Пробуренными скважинами осадочный разрез вскрыт до глубины 4534 м до девонских отложений. Палеозойскую группу представляют силурийская, девонская, каменноугольная и пермская системы. Отложения нижнего отдела пермской системы залегают трансгрессивно со стратиграфическим перерывом на размытой поверхности московского яруса нижнего карбона. Отдел представлен, преимущественно, карбонатными отложениями в нижней части и терригенными - в верхней части разреза. В составе нижнепермских отложений по многочисленным органическим остаткам определены нерасчлененные ассельский+сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Кровля карбонатных отложений нижней перми представляет собой надежный региональный репер, в связи с чем, связанный с ней отражающий горизонт Iar является основным опорным горизонтом в районе.

Промышленная нефтеносность на Торавейской площади установлена в карбонатных отложениях нижней перми и терригенных отложениях триаса. В триасовых отложениях данного месторождения выявлено восемь залежей нефти в пластах песчаников чаркабожской свиты (Т₁^I, Т₁^II, Т₁^III, T₁^IV), харалейской свиты (Т₁₊₂^I, T₁₊₂^II) и ангуранской свиты (T₂^I, T₂^II). Структурная карта по кровле продуктивных пород представлена на рисунке 2.11 (Дронг, 2012).

Триасовые отложения характеризуются резкой вертикальной и латеральной неоднородностью строения продуктивных пластов. Прослои коллекторов характеризуются прерывистой иногда линзовидной формой залегания. Нефтегазоносность отложений установлена по данным опробования и промыслово-геофизических исследований скважин.

Залежь пласта Т₁^I пластово-сводового типа залегает в подошве нижнетриасовых отложений (глубина 1380 м) и представлена плотными песчаниками, неравномерно чередующимися по разрезу с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 6,8 м. Пласт Т₁^I опробован в трех скважинах. Дебиты нефти составили от 0,45 м³/сут до 12,3 м³/сут.

Залежь пласта Т₁^II пластово-сводового типа, представлена чередованием песчаников, алевролитов, глин. Скопления нефти приурочены к двум локальным куполам, осложняющим антиклинальную складку и соединены между собой узкой нефтеносной перемычкой.

Продуктивность пласта Т₁^II доказана опробованием одной скважины, получен приток безводной нефти дебитом 20,3 м³/сут.



Рисунок 2.11 - Геологический разрез Разрез построен автором на основании имеющихся данных геологических исследований (Геология и нефтегазоносность …, 1983, 1990). по линии скважин №№ 22, 30, 104, 21, 105, 31, 24, 23.

Залежь пласта Т₁^III пластово-сводового типа, сложена переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в песчаных фациях прослеживается практически по всей площади. На большей части площади преобладают эффективные толщины в диапазоне 8 -16 м, среднее значение 9,3 м.

Залежь пласта Т₁^IV также пластово-сводового типа. Наиболее мощный по общей толщине пласт чаркабожской свиты (более 40 м). Пласт представлен чередованием не выдержанных по площади и по разрезу прослоев песчаников, алевролитов, глинистых алевролитов и глин. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 12,4 м.

Опробован пласт Т₁^IV в двух скважинах самостоятельно, а также совместно с пластом Т₁^III в одной скважине.

Залежь пласта Т₁₊₂^I. В песчаных фациях пласт развит повсеместно. Границы приуроченной к данному пласту залежи выходят за пределы Торавейского лицензионного участка. В едином контуре нефтеносности находятся Варандейская, Торавейская, Южно-Торавейская и другие площади вала Сорокина. На Торавейской площади пласт характеризуется наиболее однородным строением из всех продуктивных пластов триасового возраста. Пласт опробован в трех скважинах.

Залежь пласта Т₁₊₂^II пластово-сводовая, литологически экранированная. Пласт самостоятельно опробован в одной скважине, в которой получен приток безводной нефти дебитом 11,2 м³/сут.

Залежь пласта Т₂^I пластово-сводовая. Пласт представляет собой чередование плохо выдержанных по простиранию прослоев слабосцементированных песчаников, алевролитов, глин различной толщины. Пласт опробован в пяти скважинах.

Залежь пласта Т₂^II. В пределах месторождения пласт развит повсеместно. По внутреннему строению аналогичен пласту Т₂¹. Опробован в тех же скважинах, что и пласт Т₂¹, дебиты безводной нефти изменяются от 2,9 до 36,0 м³/сут.

Нижнепермская залежь (пласт Р₁). Нижнепермские отложения Торавейского месторождения содержат одну залежь. Залежь приурочена к карбонатным коллекторам артинского и сакмарско-ассельских отложений, залегает на глубинах 1510-1630 м, тип коллектора поровый, порово-трещинный, трещинный и кавернозно-трещинный. Покрышкой служат глинистые толщи кунгурского яруса (Дронг, 2012).

2.2.2 Анализ изменения состава и свойств нефти

Характеристика нефти Торавейского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб. Устьевые и глубинные пробы нефти, полученные в 1977 году, были исследованы сотрудниками нефтяной лаборатории Ухтинской тематической экспедиции УГТУ. Отбор и исследование глубинных и поверхностных проб нефти, растворенного газа, выполненных в 2000-2003 гг (по нижнепермской залежи), осуществлялся сотрудниками аккредитованных лабораторий Производственного химико-аналитического центра ОАО «Архангельскгеолдобыча» (ПХАЦ ОАО АГД). Исследования глубинных проб, отобранных в 2005 году, так же проведены в ПХАЦ ОАО АГД. Все исследования поверхностных проб, а также исследование глубинных проб из пласта Т₂^II проводились в ООО «Лукойл-ВолгоградНИПИморнефть».

Исследования проб пластовой нефти по четырем скважинам, отобранных из пермских отложений в 2008 году, проведены «Центром исследований керна и пластовых флюидов» в г. Архангельске.

Выполненный автором анализ результатов этих исследований и данных полученных самим автором (Дронг, Губайдуллин, 2012) позволяют охарактеризовать нефть чаркабожской свиты (пласты Т₁^I, T₁^II, T₁^III, T₁^IV) как тяжелую (850,0-943,1 кг/м³), вязкую (15,58-884,8 мм²/с), смолистую (7,14-19,84 % смол силикагелевых), асфальтеновую (2,59-8,11 %), малопарафинистую (массовая доля парафина 0,01-1,93 %), сернистую (содержание серы 1,61-5,04 %).

Содержание легких фракций, выкипающих до 200 єС, незначительно и варьируется в диапазоне 3-15 %. Величина разброса значений по некоторым показателям нефти в каждом продуктивном пласте представлена на рисунке 2.12 (а, б, в).

Нефть харалейской свиты (пласты T₁₊₂^I и T₁₊₂^II) охарактеризована по трем устьевым пробам и относится к тяжелой (плотность нефти 952,9-987,0 кг/м³), с кинематической вязкостью от 322,2 до 7689 мм²/с при среднем значении 5060 мм²/с; смолистой (13,45 %), асфальтеновой (8,85 %), малопарафинистой (1,08 %), сернистым (2,54 %). До 200 єС выкипает всего 1,5 % легкой фракции нефти.

Нефть ангуранской свиты (пласты Т₂^I и T₂^II) изучена по трем устьевым пробам. Нефть пласта Т₂^II в стандартных условиях имеет плотность 966,2 кг/м³. По данным устьевых проб это наиболее тяжелая нефть с плотностью 920,6-985,6 кг/м³, высоковязкая (кинематическая вязкость в среднем составляет 2618,1 мм²/с), практически лишена светлых фракций (4,8 %), со средним содержанием силикагелевых смол 14,41 %, асфальтенов 7,41 %, парафинов 1,03 % и серы 2,52 % (рис. 2.12).

Нефть содержит значительные количества ванадия, железа и никеля, концентрации которых подчиняются следующей закономерности Fe> V> Ni, отклоняются от нее лишь в нефти пласта Т₁^I, где ванадий и железо содержатся примерно в равных количествах с некоторым преобладанием ванадия (V > Fe > Ni). Преобладание железа типично для триасовой нефти.

Таким образом, по имеющимся данным, отмечается общая тенденция изменения свойств нефти триасовых отложений: в нижней части разреза (пласты чаркабожской свиты) она более легкая, менее вязкая, с более высоким содержанием светлых фракций, малопарафинистая. В верхней части разреза (харалейская и ангуранская свиты) нефть наиболее тяжелая, высоковязкая, с незначительным выходом светлых фракций и более высоким содержанием парафина (Крайнева, Губайдуллин, 2014).

По классификации ГКЗ РФ нефть нижнепермской залежи Торавейского месторождения относится к тяжелым (плотность в поверхностных условиях при температуре 20 єС более 850 кг/м³), с повышенной вязкостью (7,03 мПа·с в пластовых условиях), смолистым (5-26 % силикагелевых смол), малопарафинистым (среднее содержание парафинов не выше 1,32 %), высокосернистым (серы свыше 2 %) (Проект «Северные ворота», 1995; Дронг, 2012).

а)

б)

в)

Рисунок 2.12 - Разброс значений по некоторым показателям нефти в каждом продуктивном пласте Торавейского месторождения: а) плотность нефти, б) содержание смол и в) массовая доля серы

Необходимо отметить, что с каждым годом по мере увеличения количества данных о свойствах и составе нефти средний показатель постоянно изменяется, а диапазон возможных значений увеличивается. На следующем рисунке представлены диаграммы изменения средних значений таких показателей нефти как плотность (рис. 2.13 а) и массовая доля парафина (рис. 2.13 б), по которым осуществляется пересчет запасов и корректируется характеристика углеводородного (УВ) сырья.

а)

б)

Рисунок 2.13 - Диаграммы изменения средних значений показателей нефти: а) плотность и б) массовая доля парафина

Проведение анализа изменения состава и физико-химических свойств нефти месторождения по всему разрезу продуктивных пластов, по аналогии с Варандейским месторождением, не представляется возможным по причине отсутствия необходимого количества данных. Однако, единичные исследования характеристик пластовой нефти отдельных скважин, выполненные в одно время, позволяют подтвердить некоторые зависимости, выявленные на Варандейской структуре. На основании сопоставления результатов исследования четырех глубинных образцов нефти со скважин № 25 и № 81, выполненного автором, наблюдается следующее (рис. 2.14 а-г): вязкость нефти в скважинах меняется с определенной долей синхронности с плотностью. С увеличением глубины залегания нефти в рассматриваемых скважинах уменьшается содержание смол и в незначительной степени содержание серы, как и на скважине № 1007 Варандейского месторождения.

Соответствуя сложному строению месторождения, нефть отличается крайне разобщенным химическим составом и широким диапазоном физических свойств не только по площади месторождения, но и в пределах одной залежи.

а)

б)

в)

г)

Рисунок 2.14 - Изменение свойств и состава нефти по глубине залегания на примере скважин № 25 (а, в) и № 81 (б, г) (Крайнева, Губайдуллин, 2014)

Учитывая принадлежность рассмотренных месторождений к одному тектоническому элементу, в свойствах добываемых углеводородов прослеживается некоторая схожесть, поэтому для более подробного анализа свойств нефти изучаемой территории далее рассмотрено Тобойское месторождение, также расположенное в прибрежной части Баренцева моря, но тектонически относящееся к Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне.

2.3 Особенности изменения свойств и состава нефти по продуктивным пластам Тобойского месторождения

Тобойское нефтяное месторождение расположено на северо-востоке НАО в прибрежной зоне юго-восточной части Баренцева моря на Медынском полуострове, в 35 км северо-восточнее Варандейского нефтяного месторождения. Месторождение открыто в 1983 году, введено в разработку в 2003 году.

Месторождение относится к Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области (Губайдуллин, 2008). В тектоническом отношении Мядсейское и Тобойское поднятия приурочены к Варандей-Адзьвинской структурной зоне и расположены в пределах Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны. В строении осадочного чехла Тобойско-Мядсейского вала выделяются три структурных яруса: ордовикско-нижнедевонский, среднедевонско-триасовый и юрско-четвертичный. Строение территории по каждому из них обладает своими индивидуальными особенностями.

По инженерно-геологическим условиям район относится к сложным. Рельеф, представляющий собой прибрежную тундру, слабо всхолмленный с отметками над уровнем моря 5-15 м. Часть площади занята болотами. На территории помимо таких физико-геологических явлений как оплывины, заболачивание, выветривание, речная эрозия и аккумуляция, повсеместно распространены процессы, связанные с наличием толщи многолетнемерзлых пород на глубине до 360 м. Среди них наблюдаются такие криогенные процессы как морозобойное растрескивание, термокарст, сезонное и многолетнее пучение, новообразование ММП и др. Все эти процессы осложняют освоение территории.

В результате изучения Тобойской площади геолого-геофизическими исследованиями и глубоким бурением были выявлены несколько залежей нефти: в отложениях овинпармского горизонта лохковского яруса нижнего девона («D₁l»); в нижней пачке пражского яруса нижнего девона («D₁р»); в песчаниках тиманского горизонта верхнего девона («D₃tm»); в отложениях верхнефранского подъяруса верхнего девона («D₃f») (рис. 2.15) (Дронг, 2013).

Рисунок 2.15 - Геологический разрез по линии скважин № 1-12-14-88

В настоящее время на Тобойском месторождении пробурена 21 скважина общим метражом 74030 м, в том числе девять поисковых, восемь разведочных и четыре эксплуатационных.

Залежь «D₃f» залегает на глубине 2470-2550 м. Свод залежи расположен в районе скважины № 1, наивысшая абсолютная отметка - минус 2634 м. Залежь массивного типа. Эффективные нефтенасыщенные толщины меняются от 47,2 м (скв. № 1) до 11,6 м (скв. № 36), с максимальными значениями в сводовой части залежи. Тип коллекторов - порово-кавернозно-трещинный, характеризующийся высокой неоднородностью.

Нефть верхнедевонской залежи Тобойского месторождения по типу относится к тяжелой (плотность варьируется в диапазоне 907-955 кг/м³), высоковязкой (вязкость в пластовых условиях составляет 17,7-18,6 мПа·с), сернистой (2,12-3,16 %), смолистой (8,4-13,4 %), парафинистой (2,1-9,2 %). Более подробные данные по составу нефти приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов: «D₁l», «D₁р» и «D₃f»

...